Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН - Патент РФ 2140521
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при заканчивании нефтяных и газовых скважин. Способ заканчивания скважин включает бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование технической колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование "хвостовика", снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта, при этом бурение из-под кондуктора и спуск технической колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее - до устья скважины, в результате чего техническая колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, причем первичное вскрытие, цементирование "хвостовика" и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении. Способ обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивных отложений путем снижения величины репрессий при проведении технологических операций по заканчиванию скважин. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2140521
Класс(ы) патента: E21B33/13, E21B33/138
Номер заявки: 97104193/03
Дата подачи заявки: 19.03.1997
Дата публикации: 27.10.1999
Заявитель(и): Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Автор(ы): Кабиров Б.З.; Андресон Б.А.; Бочкарев Г.П.; Асмоловский В.С.; Князев В.И.; Плотников И.Г.
Патентообладатель(и): Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к заканчиванию нефтяных и газовых скважин.
Процесс заканчивания скважин включает три основные технологические операции: первичное вскрытие продуктивного пласта, крепление обсадной эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие (перфорацию) продуктивного пласта.
Для ряда месторождений Башкортостана и Урало-Поволжья характерно наличие в верхней части разреза скважины неизолированых высоконапорных водопроявляющих пластов. Это обстоятельство вынуждает применять для вскрытия продуктивного пласта, имеющего низкое пластовое давление, утяжеленный буровой раствор. Поэтому первичное вскрытие коллектора производится при значительных репрессиях на продуктивный пласт (до 13-15 МПа), что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП) твердыми частицами и фильтратом бурового раствора.
Следующий этап заканчивания скважины - крепление эксплуатационной колонны - также производится при высоких репрессиях на продуктивный пласт из-за необходимости поднятия цемента за эксплуатационной колонной на большую высоту (до устья скважины). Под действием указанной репрессии, достигающей значений 15-20 МПа, коллектор дополнительно загрязняется твердыми частицами и фильтратом цементного раствора.
Следующая технологическая операция по заканчиванию скважины - вторичное вскрытие - производится в среде технической или пластовой воды, которой полностью заполняют скважину. Если пластовое давление продуктивного пласта ниже гидростатического, то при проведении данной операции в него также дополнительно поступает вода.
Таким образом, высокие репрессии при заканчивании скважин обусловливают в конечном итоге значительное удлинение сроков освоения скважины и уменьшение ее продуктивности в результате ухудшения первоначальной проницаемости призабойной зоны и фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
Известны технические решения, которые позволяют снизить отрицательное влияние репрессии при проведении заключительных операций по заканчиванию скважин. Например, в буровой практике нашел применение способ управляемой кольматации, который способствует формированию в приствольной зоне защитного кольматационного слоя. Последний существенно снижает интенсивность взаимодействия в системе "скважина-пласт" и повышает сопротивление ствола гидродинамическому нарушению при проведении в скважине различных операций. Указанный кольматационный слой образуется при струйной обработке в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Для этого наддолотный переводник имеет боковую насадку диаметром 8-10 мм, через которую стенка скважины обрабатывается высоконапорной струей глинистого раствора в процессе бурения с вращением бурильной колонны.
Например, такой способ защищен в а.с. СССР N 819306 кл. E 21 B 33/138 под названием "Способ снижения проницаемости пластов". Он предусматривает для улучшения эффективности и качества изоляции пласта производить обработку стенок скважины гидромониторными струями глинистого раствора при скорости истечения струи 60-120 м/с. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду коллектора достигает 12-25 мм. Аналогичный способ защищен в а.с. СССР N 1481378 кл. E 21 B 33/138, который также называется "Способ снижения проницаемости пластов". Он осуществляется последовательной обработкой стенок скважины вначале струей кремнеземистой суспензии, а затем струей известковой суспензии. Это позволяет существенно повысить прочность образующегося кольматационного слоя.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является статья Мавлютова М.Р., Кузнецова Ю.С., Полякова В.Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. - "Нефтяное хозяйство", N 6, 1984, 7-10 с. Кольматацию стенок скважины осуществляют высоконапорными струями глинистого раствора при скорости истечения 60-100 м/с и скорости вращения бурильной колонны 66-68 об/мни. При этом на стенки скважины создаются импульсы гидравлического давления, достигающие 10 МПа. Образующийся кольматационный экран имеет толщину до 30 мм.
Всем перечисленным способам присущи следующие недостатки:
1. Струйная кольматация коллектора вызывает необратимое его загрязнение твердыми частицами, в результате чего существенно снижается продуктивность скважины. Так, согласно данным статьи, принятой нами за прототип предлагаемого изобретения, дебит скважин, законченных с использованием струйной кольматации, оказался выше всего лишь на 5-7% по сравнению со скважинами, законченными по обычной технологии при наличии высоких репрессий на продуктивный пласт (см. "Нефтяное хозяйство", N 6, 1984, с. 10).
2. Необходимость создания высоких гидравлических давлений для достижения высоких скоростей истечения раствора из насадки может вызвать гидравлический разрыв пластов и уход бурового раствора.
3. Способ малоэффективен при наличии каверн и трещин в стенках скважины или при очень низкой проницаемости обрабатываемых пород.
Целью предлагаемого изобретения является повышение качества заканчивания скважин в условиях наличия в их разрезе высоконапорных водопроявляющих пластов и низких пластовых давлений в продуктивных пластах путем проведения операций первичного вскрытия продуктивного пласта, крепления "хвостовика" и вторичного вскрытия продуктивного пласта "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении.
Поставленная задача решается способом заканчивания скважин, включающим бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование технической колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование "хвостовика", снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта, отличающимся тем, что бурение из-под кондуктора и спуск технической колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее - до устья скважины, в результате чего техническая колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, при этом первичное вскрытие, цементирование "хвостовика" и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении. Первичное вскрытие производят с промывкой легким буровым раствором, подбирая его плотность в зависимости от пластового давления в коллекторе. После первичного вскрытия в подошву продуктивного пласта спускают "хвостовик" (обычно длиной 80-100 м) и цементируют его с перекрытием башмака технической колонны на 50 м. При этом гидростатическое давление столба цементного раствора (высота которого не превышает 150 м) на продуктивный пласт будет равным или ниже пластового давления в коллекторе, т. е. оно будет кратно ниже по сравнению с традиционной технологией цементирования эксплуатационной колонны до устья скважины, когда высота столба цементного раствора составляет в среднем 1800 м. Далее снижают уровень жидкости в скважине до достижения равновесия ее столба с пластовым давлением в коллекторе (или даже несколько ниже) и производят вторичное вскрытие (перфорацию) продуктивного пласта.
Таким образом, заявляемый способ заканчивания скважин позволяет в комплексе проводить все три основные операции (первичное вскрытие, крепление "хвостовика", вторичное вскрытие) при пониженной репрессии на продуктивный пласт и, тем самым, сохранить его первоначальную проницаемость.
Пример реализации способа.
Заявляемый способ заканчивания скважин испытан при бурении скважины N 5974 Ново-Хазинской площади (Арланское месторождение Башкирии). Данное месторождение характеризуется наличием в разрезе неизолированных высоконапорных водопроявляющих пластов в сакмаро-артинских отложениях в интервале 550-650 м. Поэтому вскрытие продуктивного пласта по традиционной технологии производится с промывкой утяжеленным глинистым раствором с плотностью 1,42-1,60 г/см3. Поскольку пластовое давление в продуктивном пласте очень низкое (70-80% от гидростатического), то первичное вскрытие его происходит при значительных репрессиях, достигающих 13-14 МПа.
В опытной скважине N 5974 бурение из-под башмака кондуктора (кондуктор спущен на глубину 250 м) до кровли продуктивного пласта (1415 м) производилось также с промывкой утяжеленным глинистым раствором (плотность раствора 1,42 г/см3) с целью недопущения водопроявлений минерализованных пластовых вод из сакмаро-артинских отложений (интервал 520-610 м). Затем в кровлю продуктивного пласта спустили техническую обсадную колонну диаметром 168 мм и зацементировали ее до устья. Первичное вскрытие продуктивного пласта произвели долотом с диаметром 146 мм с промывкой легким глинистым раствором с плотностью 1,05 г/см3 т.е. "на равновесии". После этого в интервал продуктивного пласта (1415-1500 м) спустили "хвост" диаметром 114 мм и зацементировали с подъемом цемента на 50 м выше башмака технической колонны. Таким образом, столб цементного раствора составил всего 135 м и поэтому его гидростатическое давление на продуктивный пласт было меньше пластового давления. После ОЗЦ раствор в скважине заменили на техническую воду и снизили ее уровень в скважине до величины, при которой гидростатическое давление столба воды стало несколько ниже пластового давления в коллекторе. Затем произвели вторичное вскрытие (перфорацию) кумулятивным перфоратором ПК-105. С целью оценки качества вскрытия на НКТ спустили глубинный манометр до верхних дыр перфорации и сняли кривую восстановления давления (КВД). Путем расшифровки КВД рассчитали величину "скин-эффекта", характеризующего загрязненность призабойной зоны скважины, и величину коэффициента продуктивности (Kпр), характеризующего степень восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта.
В идентичных геолого-технических условиях пробурена скважина - аналог N 5618 Ново-Хазинской площади по технологии, изложенной в статье, принятой нами за прототип предлагаемого изобретения. В ней из-под башмака кондуктора (глубина его спуска 267 м) бурение продолжалось до кровли продуктивного пласта (1422 м) с промывкой утяжеленным глинистым раствором с плотностью 1,45 г/см3. Вскрытие продуктивного пласта (интервал 1422-1508 м) произвели на том же растворе с использованием струйной кольматации. Затем спустили обсадную эксплуатационную колонну диаметром 146 мм и зацементировали ее до устья. Заменили раствор в скважине на техническую воду и произвели вторичное вскрытие (перфорацию) с помощью кумулятивного перфоратора ПК-105. С целью оценки качества вскрытия продуктивного пласта на НКТ спустили глубинный манометр до верхних дыр перфорации и сняли КВД. Ее расшифровка позволила рассчитать "скин-эффект" и коэффициент продуктивности.
Аналогичные испытания проведены на Вятской площади того же месторождения: скв. N 8734 (опытная) и N 8275 (аналог).
В таблице приведены результаты расчетов по КВД, снятых в пробуренных скважинах.
Таким образом, результаты испытаний свидетельствуют о значительных преимуществах заявляемого способа заканчивания скважин по сравнению со способом заканчивания с использованием струйной кольматации. Более высокое качество вскрытия продуктивных пластов в опытных скважинах по заявляемому способу выражается в значительно меньших значениях "скин-эффекта" (в 2 с лишним раза), высоких значениях коэффициента продуктивности (в 2 с лишним раза) и первоначального дебита (в 1,5-2 раза) по сравнению со скважинами - аналогами.
Формула изобретения: Способ заканчивания скважин, включающий бурение из-под кондуктора, спуск и цементирование технической колонны, первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование "хвостовика", снижение уровня жидкости в скважине и вторичное вскрытие продуктивного пласта, отличающийся тем, что бурение из-под кондуктора и спуск технической колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта, а цементирование ее - до устья скважины, в результате чего техническая колонна перекрывает высоконапорные водопроявляющие пласты, при этом первичное вскрытие, цементирование "хвостовика" и вторичное вскрытие проводят "на равновесии" или при отрицательном дифференциальном давлении.